Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов №1252 Узел резервной схемы учета» (МП 1122-14-2020)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ № 1252 УЗЕЛ РЕЗЕРВНОЙ СХЕМЫ УЧЕТА

Методика поверки

МП 1122-14-2020

Начальц^НИО-14 ФГУП «ВНИИР»

Р.Н. Груздев

Тел.: (843) 299-72-00

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ № 1252 УЗЕЛ РЕЗЕРВНОЙ СХЕМЫ УЧЕТА

Методика поверки

МП 1122-14-2020

Началь^т/НИО-14 ФГУП «ВНИИР»

Л/ Р.Н. Груздев

Тел.: (843) 299-72-00

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ № 1252 УЗЕЛ РЕЗЕРВНОЙ СХЕМЫ УЧЕТА

Методика поверки

МП 1122-14-2020

Начальн^кТГИО-14 ФГУП «ВНИИР»

_____^7/7 Р-Н. Груздев

Тел.: (843) 299-72-00

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Шабалин А.С.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящий документ распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефтепродуктов № 1252 узел резервной схемы (далее - СИКН) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодических поверок при эксплуатации.

Если очередной срок поверки средств (СИ) из состава СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН. или появилась необходимость проведения внеочередной поверки СИ, то поверяется только это СИ, при этом внеочередную поверку СИКН не проводят.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

1.1 При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

2 Средства поверки

• 2.1 Установка поверочная трубопоршневая (далее - ТПУ) или рабочий эталон 1-го или 2-го разряда (далее - эталон) в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1 %.

2.2. Средства измерений

• 2.2.1 Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF НСЗ (далее -СРМ) с преобразователями модели 2700 со средним квадратическим отклонением результатов измерений при определении коэффициента преобразования ± 0,05 %.

• 2.2.2  Поточный преобразователь плотности (ПП) с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0.3 кг/м³.

• 2.2.3 Комплекс измерительно-вычислительный ТН-01, входящий в состав СИКН, (далее - ИВК) с пределами допускаемой относительной погрешности при преобразовании сигналов от первичных преобразователей и вычислении коэффициентов преобразования преобразователей расхода при определении метрологических характеристик ± 0,025 %.

• 2.2.4  Датчик температуры (термопреобразователи класса А в комплекте с измерительными преобразователями) с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °C (допускается использование датчиков температуры, входящих в состав эталона или ТПУ).

• 2.2.5 Датчики давления с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0.5 % (допускается использование датчиков температуры, входящих в состав эталона или ТПУ).

• 2.2.6 Манометры показывающие МП с классом точности 0,6.

• 2.2.7 Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 с пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °C.

• 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

• 3.1 При проведении поверки СИКН соблюдают требования, определяемые:

• - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации;

• - в области промышленной безопасности - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора № 101 от 12 марта 2013 г. «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»), а также другими действующими отраслевыми документами;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановлением Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21.01-97 (с изм. № 1.2) «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ (ред. 12 марта 2014 г.) «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

• 3.2 В соответствии с классификацией помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности по Своду правил СП 12.13130.2009 «Определение категории помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» помещение блока измерений показателей качества нефтепродуктов (далее -БИК), площадка блока измерительных линий (БИЛ) и площадка ТПУ относится к категории А, операторная относится к категории Д, а по классу взрывоопасных зон: по Правилам устройства электроустановок и ГОСТ 30852.9-2002 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон» БИК, БИЛ, ТПУ - В-1а/ класс 2, УПК ТПУ - В-1г/ класс 2.

• 3.3 Площадка СИКН должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правилам противопожарного режима в Российской Федерации.

• 3.4 СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 30852.0-2002 «Электрооборудование взрывозащищённое. Часть 0. Общие требования».

• 3.5  Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила устройства электроустановок.

• 3.6 В целях безопасной эксплуатации и технического обслуживания СИКН разрабатываются инструкция по эксплуатации СИКН. инструкции по видам работ.

• 3.7 Наибольшее давление измеряемой среды при выполнении измерений не должно превышать значения, указанного в эксплуатационной документации на оборудование и применяемые СИ. Использование элементов монтажа или шлангов, не прошедших гидравлические испытания, запрещается.

• 4.1 Характеристики СИКН и параметры измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2. Соответствие параметров измеряемой среды значениям в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества нефтепродуктов.

Таблица 2

• 4.2 Определение относительной погрешности измерений массы измеряемой среды проводят при следующих условиях:

• - работы проводят на месте эксплуатации в комплекте с элементами измерительных линий.

• - допускаемое отклонение объемного (массового) расхода рабочей жидкости от установленного значения в процессе поверки не должно превышать 2,5 %;

• - допускаемое изменение абсолютного значения температуры измеряемой среды за время одного измерения 0,2°С;

• - регулирование расхода проводят при помощи регуляторов расхода, расположенных на выходе измерительной линии. Допускается вместо регуляторов расхода использовать запорную арматуру.

• 4.3 Для обеспечения бескавитационной работы избыточное давление в трубопроводе после СРМ или расходомера-счетчика ультразвукового OPTISONIC 3400 (далее - УПР) P_min, МПа, должно быть не менее вычисленного по формуле

Pmin ⁼ 2,06 • Р_ип + 2 • АР ,                                  q )

где Рнп — давление насыщенных паров, определенное в соответствии с ГОСТ 1756 при максимально возможной температуре рабочей жидкости, МПа;

АР - перепад давления на СРМ или УПР, указанный в технической документации, МПа.

• 4.4 При соблюдении условий 4.1, 4.2, 4.3 факторы, влияющие на результаты поверки, отсутствуют.

• 5.1 Подготовку средств поверки и СИКН осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке или знаков поверки на все средства поверки.

Проверяют правильность монтажа средств поверки и поверяемого УПР.

Вводят в память ИВК или проверяют введенные ранее данные, необходимые для обработки результатов поверки.

• 5.2 Проверяют отсутствие свободного газа в измерительной линии и ТПУ, а также в верхних точках трубопроводов. Для этого устанавливают расход рабочей жидкости в пределах рабочего диапазона измерений и открывают краны, расположенные в высших точках измерительной линии и ТПУ. Проводят 1-3 раза запуск поршня, удаляя после каждого запуска газ. Считают, что газ (воздух) отсутствует полностью, если из кранов вытекает струя рабочей жидкости без газовых пузырьков.

• 5.3 При рабочем давлении проверяют герметичность системы, состоящей из поверяемого УПР, ТПУ, ПП и СРМ. При этом не допускается появление капель или утечек рабочей жидкости через сальники, фланцевые, резьбовые или сварные соединения при наблюдении в течение 5 мин.

• 5.4 Проверяют герметичность задвижек, через которые возможны утечки рабочей жидкости, влияющие на результаты измерений при поверке.

• 5.5 Проверяют герметичность устройства пуска и приема поршня ТПУ в соответствии с технической документацией.

• 5.6 Проводят установку нуля поверяемого УПР согласно технической документации.

• 5.7 Проверяют стабильность температуры рабочей жидкости. Температуру рабочей жидкости считают стабильной, если ее изменение в ТПУ, ПП. в СРМ и поверяемом УПР не превышает 0,2 °C за время измерения.

• 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре устанавливают соответствие УПР следующим требованиям:

• - комплектность соответствует указанной в технической документации;

• - отсутствуют механические повреждения и дефекты, препятствующие применению;

• - надписи и обозначения на УПР четкие и соответствуют требованиям технической документации.

Результаты проверки считают положительными, если выполняются вышеперечисленные требования. При выявлении несоответствий и их оперативном устранении владельцем СИКН, поверку продолжают.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО)

  • 6.2.1 При проверке идентификационных данных программного обеспечения (ПО) должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описании типа системы.

  • 6.2.2 Для подтверждения соответствия ПО комплексов измерительно-вычислительных ТН-01 (далее - ИВК) заявленным идентификационным данным необходимо на экранной форме «Основное окно» вызвать экранную форму «Сведения о ПО» с помощью одноименной кнопки.

  • 6.2.3 На экранной форме «Сведения о ПО», в виде таблицы, отображаются идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК. Метрологически значимая часть ПО представлена набором программных модулей, выполняющих определенные вычислительные операции.

  • 6.2.4 Идентификация каждого модуля проводится по его наименованию, номеру версии и контрольной сумме. Эти данные указываются в полях «Идентификационное наименование», «Версия» и «Цифровой идентификатор» таблицы.

  • 6.2.5 При загрузке ПО ИВК автоматически проверяет целостность программных модулей метрологически значимой части ПО и при установлении соответствия загружает их в память. Факт успешной загрузки модуля отражается текстом «Модуль загружен» в поле «Состояние» таблицы.

  • 6.2.6 Результат подтверждения соответствия программного обеспечения считается положительным, если полученные идентификационные данные ПО (идентификационное наименование. номер версии и цифровой идентификатор) соответствуют идентификационным данным, указанным в разделе «Программное обеспечение» описания типа системы ИВК.

  • 6.2.7 Для просмотра идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора необходимо вызвать экранную форму «Контроль целостности ПО». Идентификационные данные должны соответствовать данным указанным в описании типа системы.

Результаты проверки идентификационных данных ПО СИКН считают положительными, если полученные идентификационные данные ПО СИКН соответствуют данным, указанным в описании типа на СИКН.

6.3 Опробование

• 6.3.1 При опробовании СИКН проверяют действие и взаимодействие компонентов в

7

соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН, возможность получения отчетов следующим образом:

• - проверяют наличие электропитания на компонентах СИКН и средствах поверки;

• - проверяют наличие связи между первичными преобразователями, вторичной аппаратурой и ИВК. ИВК и АРМ оператора СИКН путем визуального контроля меняющихся значений измеряемых величин на дисплее компьютера АРМ оператора;

• - используя принтер компьютера АРМ оператора СИКН, распечатывают пробные протоколы поверки, формируемые АРМ оператора.

• 6.3.2 Опробование поверяемого УПР проводят совместно со средствами поверки.

• 6.3.3 Устанавливают объемный расход рабочей жидкости в пределах рабочего диапазона измерений расхода поверяемого УПР.

• 6.3.4 Наблюдают на дисплее ИВК значения следующих параметров:

• - объемного расхода рабочей жидкости в УПР;

• - частоты выходного сигнала УПР;

• - температуры и давления рабочей жидкости в УПР;

• - температуры и давления рабочей жидкости на входе и выходе ПУ;

• - плотности, температуры и давления рабочей жидкости в ПП;

• - массового расхода рабочей жидкости в СРМ;

• - частоты выходного сигнала СРМ.

• 6.3.5 Запускают поршень ТПУ. При прохождении поршня через первый детектор наблюдают за началом отсчета импульсов выходного сигнала СРМ, при прохождении поршня через второй детектор - за окончанием отсчета импульсов. Для двунаправленных ТПУ проводят те же операции при движении поршня в обратном направлении.

Примечание - Опробование согласно 6.3.2 выполняют только при комплектной поверке согласно 6.4.3.

• 6.3.6 Результаты проверки считают положительными, если:

• - компоненты СИКН и средства поверки обеспечены электропитанием;

• - на дисплее компьютера АРМ оператора наблюдается изменение текущих значений измеряемых величин;

• - формируются и распечатываются протоколы поверки;

• - на дисплее ИВК наблюдается изменение количества импульсов от УПР при движении поршня ТПУ (проверяют только при проведении опробования согласно 6.3.2).

• 6.4 Определение метрологических характеристик

При поверке СИКН определение метрологических характеристик (MX) осуществляется поэлементным способом, либо комплектным способом путем определения MX измерительных каналов (ИК) в целом.

• 6.4.1 При поэлементном способе проводят проверку наличия действующих знаков поверки и (или) свидетельств о поверке, и (или) записей в паспорте (формуляре) СИ, заверенных подписью поверителя и знаком поверки, поверка которых проводится в соответствии с методиками поверки и с периодичностью, установленной при утверждении типа данных СИ.

В состав СИКН, входят СИ (измерительные компоненты), приведенные в таблице 3.

Таблица 3

В состав СИКН входят показывающие СИ (манометры показывающие МП, регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 59554-14; термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 303-91), поверка которых проводится в соответствии с методикой поверки и с периодичностью, установленными при утверждении типа данных СИ.

Результаты считают положительными если СИ, определение MX которых проводится поэлементным способом, имеют действующие знаки поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) запись в паспорте (формуляре) СИ.

• 6.4.2 Определение относительной погрешности массы нефтепродуктов комплектным способом

Определение относительной погрешности массы нефтепродуктов проводят в соответствии с п. 9.3 МИ 3312-2011 «Рекомендация. ГСИ. Ультразвуковые преобразователи расхода. Методика поверки комплектом трубопоршневой поверочной установки, поточного преобразователя плотности и счетчиков-расходомеров массовых».

Результаты считаются положительными при условии выполнения требований п. 7.2.

• 6.4.3 Относительную погрешность измерений массы нефтепродукта       %, при косвенном методе динамических измерений вычисляют по формуле:

= ±1,1-.J<V +G² (<£ +/?² -Ю⁴ Д/²) + /?² -10⁴ • А/² + <У² ,

_где      _ пределы допускаемой относительной погрешности измерений

нефтепродукта с применением УПР. %;

G - коэффициент, вычисляемый по формуле:

_с l + 2-p-t,

l + 2-p-t,,'

где р — коэффициент объемного расширения нефтепродукта, 1/°С (приложение А ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений»);

температура нефтепродукта при измерениях плотности и объема соответственного;

8_р — пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности нефтепродукта с применением ПП, %, определяют по формуле: где Др - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП. кг/м³;

р_т,_п - нижний предел рабочего диапазона плотности нефтепродукта, кг/м³;

A/_/;,A/_JZ  - пределы допускаемой абсолютной погрешности СИ температуры

нефтепродукта при измерениях плотности и объёма нефтепродукта соответственно, °C;

- пределы допускаемой относительной погрешности ИВК, %.

• 6.4.4 Значения относительных и абсолютных погрешностей составляющих формулы (2) подтверждают свидетельствами об утверждении типа СИ и действующими свидетельствами о поверке.

• 6.4.5  При получении положительных результатов поверки, полученных при выполнении операций согласно 6.4.1-6.4.2, относительная погрешность измерений массы нефтепродуктов не выходит за установленные пределы ± 0,4 %.

• 7.1 Обработка результатов измерений проводится при определении относительной погрешности комплектным способом в соответствии с п. 6.4.2.

При определении относительной погрешности массы нефтепродуктов в соответствии с п. 9.3 МИ 3312-2011 обработку результатов измерений проводят по п. 10 МИ 3312-2011.

• 7.2 Относительная погрешность измерений массы нефтепродуктов не должна превышать ± 0,4 %.

• 8.1 Результаты поверки СИКН оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

При оформлении протокола средствами вычислительной техники и вручную допускается форму протокола представлять в измененном виде.

• 8.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКН в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 (далее - порядок проведения поверки).

На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКН указывают:

- диапазон измерений расхода СИКН;

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы

нефтепродуктов СИКН.

Знак поверки в виде оттиска клейма поверителя наносится на свидетельство о поверке

СИКН.

При получении положительного результата при проведении операций поверки согласно 6.4.2 на элементы корпуса УПР (шпильки диаметрально противоположных фланцев, крышка калибровочного механизма) устанавливают пломбы, несущие на себе оттиск клейма поверителя.

• 8.3 При выходе из строя или метрологическом отказе в процессе эксплуатации СИКН компонентов измерительного канала устраняют причину или этот компонент заменяют на новый и вновь проводят определение относительной погрешности измерительного канала. При положительных результатах определения относительной погрешности измерительного канала и при выполнении условий, указанных в п. 7.2, оформляют протокол поверки СИКН в части и объеме произведенной поверки по п. 8.1 и свидетельство о внеочередной поверке СИКН по п. 8.2.

• 8.4 При отрицательных результатах поверки СИКН оформляют извещение о непригодности в соответствии с порядком проведения поверки.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки

Стр. из

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ №___________

Наименование СИКН:______________________________________

Изготовител ь:_____________________________________________________

Заводской номер:__________________________________________________

Владелец:________________________________________________________

Наименование и адрес заказчика:___________________________________

Методика поверки:__________________________________________________________

Место проведения поверки:_____

Поверка выполнена с применением (наименование, тип, регистрационный № эталона):____________________

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

А. 1 Внешний осмотр:________________________________(соответствует/не соответствует 6.1)

А.2 Подтверждение соответствия ПО:________________(соответствует/не соответствует 6.2)

А.З Опробование:___________________________________(соответствует/не соответствует 6.3)

А.4 Определение метрологических характеристик

А.4.1 Определение относительной погрешности измерений массы нефтепродуктов

А.4.1.1 Определение коэффициента преобразования СРМ с помощью ГНУ и Г111

Место проведения калибровки:__

СРМ: Датчик:         Тип________ Зав. № __________ Линия №______

Преобразователь: Тип_________ Зав. № ___________

ПУ: Тип________ Зав. № _________

ПП: Тип________ Зав. № __________

ИВК: Тип________ Зав. № __________

Рабочая жидкость____________

Таблица 1 - Исходные данные

Таблица 2 - Результаты измерений и вычислений

Окончание таблицы 2

Таблица 3 - Результаты измерений и вычислений в точках рабочего диапазона

Окончание таблицы 3

А.4.1.2 Поверка УПР с помощью ПУ, ПП и СРМ

Место проведения поверки:

УПР: Тип________ Зав. № __________

ПУ: Тип________ Зав. № __________

ПП: Тип          Зав. №

Окончание таблицы 6

Таблица 7 -

диапазона

в точках

Примечание - столбец 3 таблицы 5 заполняют только при определении коэффициента преобразования УПР в рабочем диапазоне измерений объемного расхода.

Относительная погрешность измерений массы измеряемой среды установленным в п. 7.2 пределам __

(соответствует/не соответствует)

й и вычислений, УПР

15